2019-04-28 16:17:57 中国能源网

在4月24日－4月26日召开的第九届中国国际储能大会上，中国化学与物理电源行业协会储能应用分会发布了《2019储能产业应用研究报告》（以下简称《报告》）。

根据《报告》，截至2018年底，中国储能市场累计装机功率规模31.2GW，同比增长7.25%，项目总数345个。其中，抽水蓄能装机功率规模29.99GW，电化学储能累积装机功率1033.7MW，占比3.3%，位列第二位；熔盐储热装机功率211.7MW；压缩空气、飞轮储能仅有少数示范项目。

《报告》分析，2019、2021、2023年预计是中国电化学储能产业发展较为重要的时间拐点，预计到2025年，中国电化学储能市场功率规模约28.6GW，以储能工程项目作为计量，市场份额将达到1287亿元，整个产业的市场规模具备万亿级市场潜力。

2018年是电化学储能分水岭

刘勇提出，2018年是中国电化学储能发展史的分水岭。“一方面是因为电化学储能累积装机功率规模首次突破GW，另一方面是因为电化学储能呈现爆发式增长，新增电化学储能装机功率规模高达612.8MW，对比2017年新增功率规模147.3MW，同比增长316%。”。

截至2018年底，中国电化学储能市场累积装机功率规模为1033.7MW，同比增长146%；中国电化学储能市场累积装机容量为3103MWh，同比增长127%。

从技术路线来看，在装机功率占比方面，磷酸铁锂储能技术占比最高，高达57.8%，其次是铅蓄电池（25.5%）、三元锂电池（10.8%）；在装机容量占比方面，铅蓄电池占比最高，高达51.7%，其次是磷酸铁锂（37.0%）、三元锂电池（5.2%）。

从应用场景来看，在装机功率占比方面，集中式新能源+储能、电源侧调频、电网侧储能、分布式及微网、用户侧（工商业削峰填谷、需求侧响应等）等5类应用场景装机分布比较平均，占比分别为18.5%、16.4%、24%、16.9%、24.6%；在装机容量占比方面，用户侧（工商业削峰填谷、需求侧响应等）因高的小时率要求，容量装机独占鳌头，装机规模高达1583.0MWh，占比51.0%。

从区域装机功率排名TOP10来看，排名前十位的省市依次是江苏、青海、河南、山西、广东、西藏、内蒙古、河北、湖南、深圳，其中排名第一位的江苏装机功率为277.5MW。

在装机容量排名方面，排名前十位的省市依次是江苏、青海、广东、西藏、河南、河北、山西、深圳、湖南、甘肃，排名第一位的江苏装机容量为1540.3MWh，是第二名青海省的4倍。

从企业装机排名TOP10来看，在装机功率方面，排名前五位的企业依次是南都电源、科陆电子、阳光电源、宁德时代、力神电池，排名第一位的南都电源装机功率为203.8MW；装机容量排名方面，排名前五位的企业依次是南都电源、科陆电子、宁德时代、阳光电源、比亚迪，排名第一位的南都电源装机容量为1336.6MWh。

技术、市场、政策等五方面需共促储能发展

《报告》预计2019年预计投运储能项目1.4-1.5GW。

刘勇解释，新增项目主要来自电源侧调频（三北、广东）、集中式可再生能源并网（甘肃、青海）、电网侧储能（江苏II期、河南II期、湖南、甘肃、浙江I期）、分布式及微网（华北、华东）。

为了更好地推动储能产业的未来快速发展，《报告》提出了技术、安全、标准、市场、政策五个层面的多项建议。

首先，在技术层面，一是定制开发适用于储能系统的核心装备；二是定制开发适用于不同应用场景的不同小时率储能产品；三是攻克新一代高安全、长寿命、低成本、易回收、无（或少）污染新型储能技术；四是攻克针对源网荷侧全场景应用的电化学储能系统集成技术；五是打造全国统一储能云平台，促进源网荷储友好互动。

其次，在安全层面，一是加强储能核心装备及电网适应性安全监测；二是推进储能安全准则和标准体系建设；三是完善运维管理制度，健全运维标准；四是加强高效运检装备、消防装备研发设计；五是建立合理的储能电站退役机制，避免长服役周期下的不确定性安全风险。

再者，在标准层面，一是加强储能技术统一规范、行政审批流程、并网规则、产品检测认证等方面标准建设；二是加强储能系统运输、安装、调试、运维方面的安全性标准建设；三是针对安全性、消防要求、环保、社会经济效益等方面，开展相关评价标准建设；四是探索针对不同应用场景的储能电池产品规格设计标准、拆解规范，以利于后续拆解回收。

第四，在市场层面，一是积极推动源网荷侧储能发展，开展源网荷侧储能市场空间挖掘工作；二是积极探索适用不同应用场景的商业模式；三是开展储能电站全生命周期收益评估研究工作，建立针对不同应用场景的收益模型；四是探索商业保险手段，辅助化解电化学储能项目安全生产风险；五是探索合适的融资渠道及方式，提升储能电站收益空间；六是适时布局储能电池回收产业，探索储能产业全闭环产业链建设。

最后，在政策层面，一是明确储能电站市场价值，赋予储能电站所提供价值的合理收益；二是建立峰谷电价定期评估和调整机制；三是完善电源侧调频市场机制，包括电储能参与调频的主体地位、收益模式等；四是扩大储能项目采购支持力度，鼓励推出储能项目金融税收优惠政策，税收减免或贷款优惠等；五是针对储能电池回收，建立相应政策规范及合理的补贴引导机制；六是建立储能电池信息管理和全寿命追踪制度。